PLANEAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

PLANEAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO Octubre de 2010

AGENDA Marco Institucional Marco legal Entorno Económico colombiano. Sistema eléctrico colombiano. Metodología de Planificación. Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2010 2024. Proyecciones Nacionales de Demanda Plan de Expansión en Generación 2010-2024 Plan de Expansión en Transmisión 2010-2024 Convocatorias Públicas (Transmisión).

MARCO INSTITUCIONAL Marco Institucional Fuente XM

MARCO LEGAL La Ley 143 de 1994 o Eléctrica establece que: Le compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación, de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución. Le compete a la UPME elaborar los Planes de Expansión del Sistema Interconectado Nacional. Resolución 181313 de 2002 del Ministerio de Minas y Energía (MME) establece los criterios de elaboración del Plan de Expansión: El Plan de Expansión debe ser flexible en el mediano y largo plazo. El Plan de Expansión debe cumplir con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad. La demanda debe ser satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos. Propender por la minimización de los costos de inversión, de los costos operativos y las pérdidas del Sistema. Resolución CREG 022 de 2001 y sus modificaciones: Establece los principios generales y lineamientos para definir el Plan de Expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional.

MARCO LEGAL Resolución CREG 025 de 1995 Código de Redes: Incorpora el Código de Planeamiento, especificando los estándares para el planeamiento y desarrollo del STN, igualmente define los elementos de planeamientos aplicados a los análisis de estado estacionario y transitorio y los índices de confiabilidad. Establece criterios de confiabilidad energética. Código de Planeamiento Resolución CREG 025/95 Código de Redes Código de Conexión Código de Operación Código de Medida Otra Normatividad: R MME 180924 de 2003. Desarrolla el mecanismo de Convocatorias Públicas para las obras de transmisión. R MME 180925 de 2003. Delega en la UPME el desarrollo de las Convocatorias Públicas. R CREG 097 de 2008: Reglamenta la Distribución. Exige concepto UPME para remuneración de proyectos de conexión al STN y proyectos de uso de nivel 4 (66 kv; 110 kv y 115 kv).

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 ENTORNO ECONÓMICO Relación entre variación anual de energía y variación anual del PIB Exportaciones por sector Económico 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% 4,61% 2,90% 2,46% 5,72% 6,94% 7,55% 2,58% 0,50% 3,50% 4,50% 5,00% 4,75% 4,00% Productos alimenticios y bebidas 7,76% Otros sectores 20,78% Sector Industrial 33,93% Sector minero 27,72% Fabricación de productos metalúrgicos básicos 5,63% Sector agropecuario, ganadería, caza y silvicultura 4,18% -2,00% -4,00% Fuente: DANE. 2010. Cálculos: UPME Variación Anual PIB Variación Anual Demanda de Energía Se esperan importantes aportes del sector mineroenergético al PIB, con tasas de crecimiento positivas y entre el 2.5% y el 4%. En el año 2009, el sector Minero Energético ocupó el segundo renglón de importancia, participando con el 27.72%, después del sector industrial (33.93%).

ENTORNO ECONÓMICO CONTRIBUCIÓN DEL PETRÓLEO Y CARBÓN EN EL TOTAL DEL IMPUESTO DE RENTA 2000 2009 Impuesto a Cargo Contribución en el PIB Impuesto de Renta (personas jurídicas) Impuesto a Cargo Contribución en el PIB Impuesto de Renta (personas jurídicas) Actividad Económica Miles de millones de Col$ Miles de millones % % de Col$ Petróleo 1,414 0.72% 27.21% 2,947 0.59% 18.21% Carbón 54 0.03% 1.05% 530 0.11% 3.28% Niquel 66 0.03% 1.28% 187 0.04% 1.16% Resto Minería 64 0.03% 1.23% 45 0.01% 0.28% Total M inería y Petróleo 1,599 0.81% 30.77% 3,709 0.75% 22.92% Total Impuesto de Renta 5,198 16,185 En el año 2009, los ingresos para el sector público colombiano alcanzaron por concepto de petróleo y carbón los cinco billones de pesos, aproximadamente el 3.7% de los ingresos del sector público no financiero SPNF

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO DEMANDA DE ELECTRICIDAD Energía Anual (Año 2009) Crecimiento Anual Energía (De 2008 a 2009) Demanda Pico (Año 2009) Crecimiento Anual Potencia (De 2008 a 2009) 54,679 GWh 1.5% 9,290 MW 2.32% CAPACIDAD INSTALADA A DIC/2009 Hidráulica Gas Carbón Eólica Otros 9,001 MW 3,759 MW 700 MW 18 MW 65 MW CAPACIDAD TOTAL : 13,543 MW Entre el año XX y el año XX la capacidad de generación se incrementó en XX MW.

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO SIN: Sistema Interconectado Nacional Generación + Redes CUESTECITA GUAJIRA STN: STR: SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2010 500 kv 2.399 km 220-230 kv 11.674 km 138 kv 16 km 110-115kV Importación Exportación Importación Sistema de Transmisión Nacional Redes a 220 kv y 500 kv. Transmisores Conecta Generación con grandes cargas Sistema de Transmisión Regional Redes a 115 kv. Electrificadoras Redes departamentales. Exportación CAPACIDAD CONEXIONES INTERNACIONALES ECUADOR VENEZUELA 10.074 km 395 MW 535 MW 205 MW 336 MW PANAMA ECUADOR NARIÑO CHOCO URABÁ FLORES ATLANTICO CANDELARIA TERNERA MAGDALENA CARTAGENA FUNDACIÓN VALLEDUPAR SABANALARGA BOLIVAR COPEY CESAR CORDOBA URRÁ SANTA MARTA BARRANQUILLA TEBSA CHINU SUCRE BOLIVAR CERROMATOSO OCAÑA SAN MATEO NORTE SANTANDER CUCUTA COMUNEROS SAMORÉ GUADALUPE IV BARRANCA PALOS ANTIOQUIA BANADIA SALTO PORCE II CAÑOLIMÓN PRIMAVERA BUCARAMANGA GUATIGUARÁ ARAUCA LA TASAJERA BARBOSA BELLO MALENA JAGUAS TERMOCENTRO MIRAFLORES PLAYAS SANTANDER OCCIDENTE GUATAPÉ LA SIERRA ENVIGADO SAN CARLOS ORIENTE PAIPA ANCON SUR CALDAS PURNIO SOCHAGOTA CASANARE MIEL 1 CUNDINAMARCA BOYACÁ RISARALDA LA ENEA ESMERALDA SAN FELIPE BACATÁ NOROESTE TORCA CHIVOR LA VIRGINIA BALSILLAS GUAVIO LA HERMOSA CARTAGO LA MESA CIRCO QUINDIO GUACA TUNAL MIROLINDO PARAISO SAN REFORMA SAN MARCOS MATEO A.ANCHICAYA YUMBO TOLIMA COLOMBIA VALLE SUBESTACIÓN STN 220 kv PANCE JUANCHITO SUBESTACIÓN STN 500 kv SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA META SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SALVAJINA PAEZ HUILA 220 kv BETANIA 500 kv CAUCA JAMONDINO POMASQUI SAN BERNARDINO MOCOA ALTAMIRA PUTUMAYO MERILECTRICA CAQUETA GUAJIRA CIRA INFANTA TASAJERO TOLEDO GUAVIARE CUATRICENTENARIO COROZO VENEZUELA

GWh SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO Capacidad efectiva neta a diciembre de 2009 Generación por tipo de combustible COMBUSTOLEO 1.38% FUEL OIL 3.21% HIDRAULICA 63.00% MENORES 4.50% CARBON 7.27% GAS 20.38% COGENERADORES 0 0.26% 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 Gas 5,050 9,086 10,582 6,497 8,216 8,474 7,974 6,798 6,908 7,202 7,037 6,356 5,642 11,275 Carbón 1,156 2,225 2,055 1,268 1,880 2,032 1,983 2,632 1,634 2,086 2,588 2,904 2,486 3,690 Hidráulica 34,272 30,631 29,849 32,685 31,151 32,527 34,678 37,204 39,888 41,014 42,597 44,252 46,168 40,897 La capacidad efectiva neta al final del año 2009, fue de 13.543 MW presentando un incremento de 64 MW equivalente a un 0.47% respecto del año anterior. Desde el 2003 la capacidad efectiva neta ha presentado un incremento del 2.6% representado en 343 MW. Mayoritariamente la generación es hidráulica, seguida por la generación térmica a gas y generación térmica a carbón.

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO Potencial Energético Potencial Hidroenergético Potencial hidroeléctrico ha sido estimado en 96,000 MW, limitado a 50,000 MW por áreas protegidas o mantenimiento de ecosistemas

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO Evolución de la demanda de energía en los últimos 7 años (Escenario base) GWh 56,000 54,000 52,000 50,000 48,000 46,000 44,000 42,000 40,000 53,870 54,679 52,853 50,815 48,829 47,017 45,768 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 En el año 2009 la demanda presentó un crecimiento de 809 GWh, alcanzando un total de 54.679 GWhaño, equivalente a 1.5% respecto al año anterior. Para 2010 se espera una demanda entre 56400 y 56985 GWh-año que corresponde a un crecimiento entre el 3.1 y el 4.2%, dependiendo de la evolución del clima.

Jul-10 Aug-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dec-10 Jan-11 Feb-11 Mar-11 Apr-11 May-11 Jun-11 Jul-11 Aug-11 Sep-11 SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO 5400 5300 5200 5100 5000 4900 4800 4700 4600 4500 4400 Proyección de corto plazo y evolución reciente de la demanda de energía (Escenario base) Real lim. Sup. Alto Medio Bajo lim. Inf. La demanda real presenta una importante diferencia frente a lo esperado, en razón a la evolución del SIN para esta misma época en el año anterior (Altas temperaturas por Fenómeno El Niño). Se realizó una proyección alternativa con corrección por temperatura en la que la demanda real se acerca más al escenario bajo.

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO Evolución del precio de la generación de energía (Bolsa y contratos) Participación de la generación horaria por recurso (Día típico) 0.1200 0.1000 0.0800 0.0600 0.0400 0.0200 0.0000 GWh 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 CARBON GAS OTRAS HIDRAULICA PRECIO EN BOLSA NACIONAL PRECIO PROMEDIO DE CONTRATOS 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 La evolución del precio de bolsa muestra en general la escasez del recurso hidráulico, como se muestra al final del periodo 2009. Se presentan algunas distorsiones donde el recio no responde a la variable escasez, que han llevado a la toma de medidas regulatorias Mayoritariamente hidráulica, seguida por la gas y y carbón. Esta curva presentó una importante variación en el periodo del fenómeno climático El Niño, donde se dio una mayor participación térmica.

SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO Mercado: Mercado de corto plazo (bolsa) y contratos. Despacho centralizado para plantas > 20 MW Despacho no centralizado para plantas < 20 MW. Prioridad. Ingresos de los generadores: Cargo por confiabilidad (CxC) + ventas de energía. Las fuentes no convencionales de generación tienen los mismos incentivos que las convencionales. Libre competencia con fuertes incentivos que minimizan el riesgo. Actualmente intercambios de electricidad con Ecuador. Existen interconexiones eléctricas con Venezuela. Solo operan las menores. A futuro, posibilidades de intercambios de electricidad con mercados como Centroamérica. Estudio de prefactibilidad proyecto de interconexión Bolivia Chile Colombia Ecuador Perú.

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA GENERACIÓN (indicativo) TRANSMISIÓN (de ejecución) Análisis de recursos Visión Largo Plazo Expansión Cargo por Confiabilidad (Subastas) Proyectos en construcción y Expansión definida Escenarios Requerimientos (adicionales al CxC) Diagnóstico de la red actual Análisis de Mediano y Corto Plazo Señales a los STR (OR s) Energía no suministrada Agotamiento de la red Reducción pérdidas STN Reducción costo operativo y restricciones Confiabilidad y seguridad Costos de Racionamiento Obras STN Convocatorias

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN HORIZONTE DE PLANEAMIENTO CORTO PLAZO (5 AÑOS): MEDIANO PLAZO (10 AÑOS): LARGO PLAZO (15 AÑOS): OPERATIVA EXPANSIÓN ESTRATÉGICA CRITERIOS DE PLANEAMIENTO: Minimizar los costos de inversión, operación y mantenimiento. Generación: En los térmicos min. costo de producción. En hidros costo de oportunidad del agua. Transmisión: Mínimo costo de inversión. Maximizar beneficios: En generación reflejar el comportamiento de los agentes. Atención de la demanda (mín. racionamiento); reducción costo operativo (reducción de restricciones y pérdidas); aumentar la confiabilidad.

GWh / año METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 Proyecciones de demanda Insumos para la elaboración: Variables macroeconómicas de Min. Hacienda MHCP y el Departamento Nacional de Planeación DNP. Información de proyección poblacional del DANE. Comportamiento histórico de la demanda de energía y potencia. - ESC ALT ESC MED ESC BAJ Modelos de series de tiempo de corto plazo y econométricos de largo plazo. Revisión: julio 2010 Se hacen 3 revisiones de la proyección en el año. Se estima el valor de las pérdidas energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional STN. La UPME es la entidad responsable de las Proyecciones Nacionales. Se realizan ejercicios a nivel regional y escenarios en función de variables como la temperatura y el uso racional de la energía.

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN CARGO POR CONFIABILIDAD (CXC) Es un pago fijo al generador en contraprestación a unas Obligaciones de Energía en Firme (OEF). Es diferente al esquema del Cargo por Capacidad que no garantizaba disponibilidad. Diseñado para cubrir el Sistema y atender la demanda ante condiciones hidrológicas críticas. Ofrece señales económicas del Mercado para la expansión de la capacidad de generación. Ingresos del generador: Cargo por confiabilidad (Ingreso fijo según Obligaciones) + Ventas de energía. Esquema de remuneración que permite viabilizar la inversión en generación. Las plantas existentes adquieren Obligaciones por un año en función de sus características. Las plantas futuras adquieren Obligaciones de 10 a 20 años a través de un mecanismo de Subastas de Energía Firme. A través de las Subastas de Energía Firme se definen las centrales que entrarán a cubrir la Energía Firme requerida, es decir, define la expansión en un periodo determinado de tiempo. Las Obligaciones se hacen efectivas cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez. Se trata de un seguro que se activa cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez. El precio de escasez es función del costo de operación de la termoeléctrica menos eficiente del Sistema colombiano.

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN MECANISMO DE SUBASTA DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (CXC): Se establece una demanda objetivo total a cubrir con Energía Firme. Se determina el faltante de energía Firme a cubrir en un periodo determinado. Los agentes ofertan Energía Firme según el precio del CxC. Si hay exceso de oferta se reduce el precio tantas veces sea necesario hasta cruzar la oferta con los requerimientos. Ese será el precio de cierre. Los nuevos agentes adquieren Obligaciones entre 10 y 20 años.. GWh Demanda Compromiso de energía firme entre 10 años y 20 años Transición Existentes 0 1 2 3 4 5 Años Fuente CREG. Fuente CREG.

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN FUTURA Análisis Energéticos: Análisis de recursos Proyectos en construcción y Expansión definida Escenarios Requerimientos (adicionales al CxC)

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN REQUERIMIENTOS FUTUROS TRANSMISIÓN (de ejecución) Visión Largo Plazo Se establecen los requerimientos de la red que necesita el país para los próximos 15 años. Adicionalmente, se orienta la expansión en el corto y mediano plazo Se establecen los requerimientos de la red que necesita el país para los próximos 5 y 1o años. Se orienta la expansión de los Sistemas de Transmisión regionales (Responsabilidad de los operadores de Red) Diagnóstico de la red actual Análisis de Mediano y Corto Plazo Señales a los STR (OR s) Se establece el estado actual de la red. Energía no suministrada Agotamiento de la red Reducción pérdidas STN Reducción costo operativo y restricciones Confiabilidad y seguridad Se definen las obras del Sistema de Transmisión Nacional Obras STN Convocatorias Costos Racionamiento de

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN Metodología del Plan de Transmisión: Es de carácter mandatorio, no es indicativo. Inicio Diagnóstico del Sistema de Transmisión Nacional STN y los Sistemas de Transmisión Regionales STR s Visión de largo plazo (15 años). Requerimientos año 2024 Análisis de Corto (5 años) y Mediano Plazo (10 años) Establecer alternativas de solución a las M necesidades identificadas. Para la necesidad k identificada. Análisis Eléctricos i = 1, n, 1 Para la alternativa i Análisis Económicos Se calcula la relación Beneficio/Costo. Es decir, B/Ci Se establece la recomendación para la necesidad k como: RecomK = Max (B/C1, B/C2, B/C3) k = k +1 k < M Convocatorias públicas para las M recomendaciones, previa adopción del Plan. Señales para los Sistemas de Transmisión Regional STR s

METODOLOGIA SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN FUTURA ANÁLISIS ENERGÉTICOS ANÁLISIS ELÉCTRICOS CORTO PLAZO: (MPODE) ESTADO ESTABLE: (NEPLAN) SEGURIDAD: (NEPLAN) LARGO PLAZO: (SUPEROLADE) CONFIABILIDAD - M. PROBABILÍSTICO: (NEPLAN)

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 GWh / año MW PROYECCIONES NACIONALES DE DEMANDA DE ENERGIA Y POTENCIA 160,000 25,000 140,000 120,000 20,000 100,000 80,000 15,000 60,000 10,000 40,000 20,000 5,000-0 Alto Nov09 Med Nov09 Baj Nov09 Alto Nov09 Med Nov09 Baj Nov09 De las proyecciones de demanda de energía se puede apreciar que pasamos de consumir cerca de 55,000 GWh-año en 2009 a cerca de 100,000 GWh-año en 2024, tomado como referencia el escenario alto de demanda. De las proyecciones de demanda de potencia se aprecia que de los 9,700 MW demandados en el pico del año 2009 (diciembre) pasamos a demandar cerca de 14,000 MW en 2018 y cerca de 17,500 en el año 2024, tomado como referencia el escenario alto de demanda.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Feb/1997 Feb/1998 Feb/1999 Feb/2000 Feb/2001 Feb/2002 Feb/2003 Feb/2004 Feb/2005 Feb/2006 Feb/2007 Feb/2008 Feb/2009 Feb/2010 Feb/2011 Feb/2012 Feb/2013 Feb/2014 Feb/2015 Feb/2016 Feb/2017 Feb/2018 Feb/2019 Feb/2020 Feb/2021 Feb/2022 Feb/2023 Feb/2024 Feb/2025 Feb/2026 Feb/2027 Feb/2028 Feb/2029 Feb/2030 ene-99 may-00 sep-01 ene-03 may-04 sep-05 ene-07 may-08 sep-09 ene-11 may-12 sep-13 ene-15 may-16 sep-17 ene-19 may-20 sep-21 ene-23 may-24 sep-25 ene-27 may-28 sep-29 US$/MBTU US$Oct2009/MBTU USDcent/Gal PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Proyección de precios de combustibles: Carbón, Gas y Líquidos. Carbón Gas Combustibles líquidos 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 C/MARCA BOYACÁ N. SANTANDER CÓRDOBA GUAJIRA Historico Escenario Base Escenario Bajo Escenario Alto ACPM JET FUEL FUEL OIL Se empleo como referencia el costo de este energético en las plantas térmicas, así como el comportamiento del precio a futuro según el Energy Outlook. Pronostico según metodologías de cálculo para el gas de la Guajira. Fluctúan según los precios internacionales (mercado de la Costa del Golfo y la TRM)

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Proyectos resultantes de las Subastas del Cargo por Confiabilidad Proyectos con periodo de construcción menor a 4 años Nombre Año de inicio de OEF Capacidad MW Energía OEF GWh/año GECELCA 2012 150 1116 CARBON TERMOCOL 2012 201 1678 FUEL OIL AMOYA 2011 78 214 HIDRO TOTAL 430 3008 Recurso Proyectos con periodo de construcción mayor a 4 años Nombre Año de inicio de Energía OEF Capacidad MW OEF GWh/año Recurso CUCUANA 2014 60 50 HIDRO MIEL II 2014 135 184 HIDRO SOGAMOSO 2014 800 2,350 HIDRO EL QUIMBO 2014 396 1,650 HIDRO PORCE IV 2015 400 962 HIDRO ITUANGO 2018 1,200 1,085 HIDRO 2,991 6,281

PROYECTOS EN DESARROLLO PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN AVANCE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN TERMOCOL Tiene licencia ambiental, y cuenta con un avance de desarrollo de ingeniería básica 100% y de ingeniería de detalle 64% AMOYA Se están adelantando las actividades definidas en el Plan de Manejo Ambiental, El avance total de la construcción del proyecto, es de 58,1% GECELCA Tiene la licencia ambiental, y se encuentra en evaluación el proceso para contratar el EPC (Engineering, procurement and Construction) MIEL II Recibió la modificación a la Licencia Ambiental,, estiman el inicio de la construcción de las obras en el mes de septiembre CUCUANA Tiene licencia ambiental, se concluyeron los planos de construcción quedan pendientes detalles de la casa de maquinas SOGAMOSO Se están adelantando las actividades definidas en el Plan de Manejo Ambiental, el avance general de la construcción del proyecto es de 15,60%,

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN AVANCE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN QUIMBO En la actualidad se analizan las opciones de compra de los terrenos para la construcción del proyecto y finalizó la etapa de análisis técnico de las ofertas presentadas en los diferentes procesos de contratación. La compensación integral por sustracción de reserva forestal y aprovechamiento forestal fue aprobada por el MAVDT PORCE III La presa presenta un avance del 91%, en el vertedero las excavaciones alcanzan el 99% del volumen total. El porcentaje de avance del proyecto es del 94% PORCE IV Tiene licencia ambiental, culminaron los diseños del proyecto. Iniciaron los contratos de interventoría y asesoría, la contratación de la construcción de las instalaciones esta en etapa de evaluación las ofertas AMAIME La presa presenta un avance del 91%, en el vertedero las excavaciones alcanzan el 99% del volumen total, en proceso pruebas de operación de tableros de control, pendiente pruebas de carga. ITUANGO Finalizó la fase de los diseños detallados del proyecto, Se adelanto la negociación directa con EPM, para que financie, construya, opere y mantenga la central hidroeléctrica, por un término definido de proyectos FLORES IV El proyecto cuenta con un avance real del 96,74 %, los de equipos principales del proyecto están en sitio

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Supuestos: Hidrologías 1938 a Noviembre 2009 Proyección de demanda y potencia noviembre de 2009 Proyección de precios Carbón y Gas febrero de 2010 Interconexión Panamá con entrada en operación en enero de 2014 ESCENARIO 1 ESCENARIO 2 ESCENARIO 3 ESCENARIO 4 Demanda alta Demanda alta Demanda alta Demanda alta Expansion de Colombia (Ver tabla proyectos de Colombia) Expansion de Colombia (Ver tabla proyectos de Colombia) Expansion de Colombia (Ver tabla proyectos de Colombia) Expansion de Colombia (Ver tabla proyectos de Colombia) retiro de 198 MW en unidades a carbon y 13 MW a gas natural Expansion Ecuador y Centro America (Ver tabla de proyectos) Expansion Ecuador sin Coca codo y Centro America (Ver tabla de proyectos) Expansion Ecuador y Centro America (Ver tabla de proyectos) sin Coca Codo Expansion Ecuador y Centro America (Ver tabla de proyectos) Sin Coca Codo Interconexion a Ecuador 500 MW Interconexion a Ecuador 500 MW Interconexion a Ecuador 500 MW Interconexion a Ecuador 500 MW Interconexion a Panama 300 MW a partir de 2014 Interconexion a Panama 600 MW a partir de 2014 Interconexion a Panama 600 MW a partir de 2014 Interconexion a Panama 600 MW a partir de 2014 Precios medios de combustible Precios medios de combustible Precios Regasificacion a partir del 2016 Precios medios de combustible Escenarios: Se verificó hasta cuando los proyectos definidos en la Subasta son suficientes y cumplen con los criterios de confiabilidad. El Escenario 1 cuenta con expansión definida en Colombia, Centroamérica y Ecuador y 300 MW de capacidad hacia Panamá. En el Escenario 2 se desplaza expansión en Ecuador y considera una capacidad de exportación a Panamá de 600 MW. El Escenario 3 es el mismo 2 pero incorporando una planta de regasificación en el 2016. Asume criticidad en gas. El Escenario 4 considera retiro de algunas centrales térmicas con más de 30 años de operación.

nov-09 may-10 nov-10 may-11 nov-11 may-12 nov-12 may-13 nov-13 may-14 nov-14 may-15 nov-15 may-16 nov-16 may-17 nov-17 may-18 nov-18 US$/MWh PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Escenario de Referencia 60 50 40 30 20 10 0 Costo Marginal Horizonte 2010 2018. Sin expansión adicional a la del CxC (proyectos con Obligaciones de Energía Firme). Escenarios de demanda alto, medio y bajo. Autónomo: Sin considerar interconexiones.

nov-09 may-10 nov-10 may-11 nov-11 may-12 nov-12 may-13 nov-13 may-14 nov-14 may-15 nov-15 may-16 nov-16 may-17 nov-17 may-18 nov-18 may-19 nov-19 may-20 nov-20 may-21 nov-21 may-22 nov-22 may-23 nov-23 may-24 nov-24 US$/MWh PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Costo Marginal Alternativa 1 Horizonte 2010 2024. Expansión del CxC. Escenarios de demanda alto, medio y bajo. Considera interconexiones (Ecu y Pan). Se identifican los requerimientos de expansión en generación adicionales a los proyectos del CxC, verificando criterios de confiabilidad (valor esperado de racionamiento y casos fallados). Esta alternativa conserva la tendencia presentada en los resultados obtenidos en la subasta del cargo por confiabilidad, es decir, el sistema se expande con aquellos recursos con los cuales se tiene mayor disponibilidad.

jun/08 jun/09 jun/10 jun/11 jun/12 jun/13 jun/14 jun/15 jun/16 jun/17 jun/18 jun/19 jun/20 jun/21 jun/22 jun/23 GWh-mes PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Exportaciones e Importaciones Alternativa 1 350 300 250 200 150 100 50 En este escenario, las exportaciones a Ecuador se ven afectadas a partir del 2017 por la entrada del proyecto Coca Codo Sinclair en Ecuador (1,200 MW). 0 EXP CO -> CA IMP CO <- EC EXP CO -> EC IMP CO <-CA

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Expansión Alternativa 1 AÑO HIDRO GAS CARBON COG COMB. LIQ 2010 174.9 169 19 2011 640 2012 150 210 2013 135.2 2014 1280 2015 400 2016 2017 2018 1200 2019 2020 2021 300 2022 1300 2023 2024 300 SUBTOTAL 5130.1 469 450 19 210 TOTAL 6278.1 Con este escenario se requiere una capacidad adicional de 1,900 MW a los proyectos del CxC (que se encuentran en desarrollo) para cumplir los criterios de confiabilidad.

nov/09 nov/10 nov/11 nov/12 nov/13 nov/14 nov/15 nov/16 nov/17 nov/18 nov/19 nov/20 nov/21 nov/22 nov/23 nov/24 GWh-mes PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Exportaciones e Importaciones Alternativa 2 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Al considerar un atraso en el proyecto Coca Codo Sinclair, más allá del periodo de planeamiento, es decir, más allá del 2024, se observan exportaciones permanentes. EXP CO -> CA IMP CO <- EC EXP CO -> EC IMP CO <-CA

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Escenario 3: Articulación con el Plan de Abastecimiento de Gas Se planteo un ejercicio partiendo de un escenario de abastecimiento critico de gas natural, justificando la importación de gas para abastecer la demanda nacional. Las alternativas que se están contemplando como posibles escenarios son los siguientes: 1. Se considera la posibilidad de una planta de regasificación de gas natural 2. El plan de abastecimiento esta considerando una importación desde Venezuela 3. Desarrollar las reservas internas de los pozos que están operando 4. Nuevos descubrimientos de gas

nov-09 may-10 nov-10 may-11 nov-11 may-12 nov-12 may-13 nov-13 may-14 nov-14 may-15 nov-15 may-16 nov-16 may-17 nov-17 may-18 nov-18 may-19 nov-19 may-20 nov-20 may-21 nov-21 may-22 nov-22 may-23 nov-23 may-24 nov-24 nov-09 nov-10 nov-11 nov-12 nov-13 nov-14 nov-15 nov-16 nov-17 nov-18 nov-19 nov-20 nov-21 nov-22 nov-23 nov-24 GWh-mes US$/MWh PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Exportaciones e Importaciones Alternativa 3 Costo Marginal Alternativa 3 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 120 100 80 60 40 20 0 EXP CO -> CA IMP CO <- EC EXP CO -> EC IMP CO <-CA Al considerar un atraso en el proyecto Coca Codo Sinclair, más allá del periodo de planeamiento, es decir, más allá del 2024, se observan exportaciones permanentes. El costo marginal se incrementa a partir del 2016, momento en el que se esta considerando un incremento en los precios del gas al considerar la instalación de una planta de regasificación.

nov-09 nov-10 nov-11 nov-12 nov-13 nov-14 nov-15 nov-16 nov-17 nov-18 nov-19 nov-20 nov-21 nov-22 nov-23 nov-24 GWh-mes PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Exportaciones e Importaciones Alternativa 4 Costo Marginal Alternativa 4 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 EXP CO -> CA IMP CO <- EC EXP CO -> EC IMP CO <-CA Se retiran algunas unidades que han estado operando por más de 30 años. Entre el 2014 y 2015 se retiraron 211 MW.

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Expansión Requerida Alternativa 4 AÑO HIDRO GAS CARBON COG COMB. LIQ 2010 174.9 169 19 2011 640 2012 150 210 2013 135.2 2014 1280 2015 400 2016 2017 2018 1200 150 2019 2020 2021 300 2022 1300 2023 2024 300 SUBTOTAL 5130.1 469 600 19 210 TOTAL 6428.1 Se requiere una capacidad adicional a los proyectos que se encuentran en desarrollo de 2,050 MW para cumplir los criterios de confiabilidad. Es decir, 150 MW adicionales a los requeridos en el Escenario 1.

PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Conclusiones: Entre el corto y mediano plazo, 2010 2018, no se observan requerimientos de capacidad instalada en el sistema considerando el escenario alto de proyecciones de demanda de energía. En el largo plazo, y bajo los supuestos descritos en el presente Plan, los cuales sirvieron como base para las simulaciones, el sistema colombiano requiere la instalación de 1,900 MW adicionales a la expansión definida a través del mecanismo del cargo por confiabilidad, y 2050 MW si se considera el retiro de algunas plantas de generación instaladas hace más de treinta años y que pueden ser sustituidas o repotenciadas, es decir, se requerirían 150 MW térmicos, preferiblemente a carbón, para compensar dicho retiro. Los diferentes escenarios analizados muestran que al evaluar las interconexiones internacionales desde el punto de vista energético hacia Centro América y Ecuador, Colombia presenta una característica de exportador. Sin embargo, dichos intercambios son altamente sensibles a la dinámica de desarrollo de los proyectos de los países vecinos.

MW PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Conclusiones: Se presenta la evolución de capacidad de generación instalada en el país. Hasta 2018 se consideran solo los proyectos resultantes de la subasta del CXC y entre 2018 y 2024 se considera la capacidad adicional requerida de acuerdo con los resultados del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2010-2024. De una capacidad de 13,543 MW en el año 2009, se pasaría a 17,921MW en el año 2018 y 19,821 en el año 2024 25,000 EVOLUCION DE LA CAPACIDAD DE GENERACION INSTALADA 20,000 15,000 700 850 3,928 1,150 4,228 10,000 3,759 5,000 9,001 12,831 14,131 0 2009 2018 2024 HIDRAULICA GAS CARBON COGENERACION EOLICA FUEL OIL

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN CUESTECITA TERMOCOL GUAJIRA BARRANQUILLA TEBSA FLORES SANTA MARTA ATLANTICO SILENCIO CANDELARIA TERNERA MAGDALENA SABANALARGA CARTAGENA VALLEDUPAR FUNDACIÓN BOSQUE BOLIVAR COPEY CESAR GUAJIRA CUATRICENTENARIO MÁ II V ECUADOR PANAMA NARIÑO JAMONDINO CORDOBA SUCRE BOLIVAR CERROMATOSO OCAÑA SAN MATEO NORTE SANTANDER CUCUTA MERILECTRICA PORCE 4 CIRA INFANTA TOLEDO PORCE 3 Ecopetrol ITUANGO COMUNEROS SAMORÉ GUADALUPE IV PALOS BARRANCA CHOCO ANTIOQUIA BANADIA SALTO PORCE II BUCARAMANGA CAÑOLIMÓN PRIMAVERA SOGAMOSO GUATIGUARÁ ARAUCA LA TASAJERA BARBOSA BELLO GUAYABAL MALENA JAGUAS TERMOCENTRO MIRAFLORES PLAYAS SANTANDER OCCIDENTE GUATAPÉ LA SIERRA SAN CARLOS NUEVA ENVIGADO PAIPA ORIENTE GRANADA ANCON SUR SOCHAGOTA CALDAS PURNIO CASANARE CHOCÓ MIEL 2 MIEL CUNDINAMARCA 1 BOYACÁ RISARALDA LA ENEA NORTE BACATÁ ESMERALDA SAN FELIPE CHIVOR 2 NOROESTE TORCA LA HERMOSA CHIVOR LA VIRGINIA BALSILLAS SALITRE GUAVIO LA MESA CIRCO CARTAGO ARMENIA GUACA TUNAL JAGUAR QUINDIO MIROLINDO PARAISO S.MATEO SAN MARCOS REFORMA NUEVA A.ANCHICAYA YUMBO TOLIMA ESPERANZA COLOMBIA VALLE JUANCHITO PANCE SALVAJINA CAUCA URABÁ PAEZ URRÁ ALFÉREZ SAN BERNARDINO MOCOA CHINU HUILA BETANIA QUIMBO ALTAMIRA PUTUMAYO CAQUETA META TASAJERO COROZO VENEZUELA SUBESTACIÓN STN 500 kv SUBESTACIÓN STN 220 kv SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA SUBESTACIÓN STN 500 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA 220 kv 500 kv GUAVIARE RED STN DEFINIDA RED 500 kv PROPUESTA RED 220 kv PROPUESTA CONEXIÓN HVDC 2 POLOS POMASQUI ECUADOR 500

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN MÁ II V ECUADOR PANAMA NARIÑO JAMONDINO CORDOBA SUCRE BOLIVAR CERROMATOSO COPEY CESAR GUAJIRA OCAÑA SAN MATEO NORTE SANTANDER CUCUTA MERILECTRICA PORCE 4 CIRA INFANTA TOLEDO PORCE 3 Ecopetrol ITUANGO COMUNEROS SAMORÉ GUADALUPE IV PALOS BARRANCA CHOCO ANTIOQUIA BANADIA SALTO PORCE II BUCARAMANGA CAÑOLIMÓN PRIMAVERA SOGAMOSO GUATIGUARÁ ARAUCA LA TASAJERA BARBOSA BELLO GUAYABAL MALENA JAGUAS TERMOCENTRO MIRAFLORES PLAYAS SANTANDER OCCIDENTE GUATAPÉ LA SIERRA SAN CARLOS NUEVA ENVIGADO PAIPA ORIENTE GRANADA ANCON SUR SOCHAGOTA CALDAS PURNIO CASANARE CHOCÓ MIEL 2 MIEL CUNDINAMARCA 1 BOYACÁ RISARALDA LA ENEA NORTE BACATÁ ESMERALDA SAN FELIPE CHIVOR 2 NOROESTE TORCA LA HERMOSA CHIVOR LA VIRGINIA BALSILLAS SALITRE GUAVIO LA MESA CIRCO CARTAGO ARMENIA GUACA TUNAL JAGUAR QUINDIO MIROLINDO PARAISO S.MATEO SAN MARCOS REFORMA NUEVA A.ANCHICAYA YUMBO TOLIMA ESPERANZA COLOMBIA VALLE JUANCHITO PANCE SALVAJINA CAUCA URABÁ TERMOCOL GUAJIRA BARRANQUILLA TEBSA FLORES SANTA MARTA ATLANTICO SILENCIO CANDELARIA TERNERA MAGDALENA SABANALARGA CARTAGENA VALLEDUPAR FUNDACIÓN BOSQUE BOLIVAR PAEZ URRÁ ALFÉREZ SAN BERNARDINO MOCOA CHINU HUILA BETANIA QUIMBO ALTAMIRA PUTUMAYO CAQUETA META CUESTECITA TASAJERO CUATRICENTENARIO COROZO VENEZUELA SUBESTACIÓN STN 500 kv SUBESTACIÓN STN 220 kv SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA SUBESTACIÓN STN 500 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA 220 kv 500 kv GUAVIARE RED STN DEFINIDA RED 500 kv PROPUESTA RED 220 kv PROPUESTA CONEXIÓN HVDC 2 POLOS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DEFINIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN 2010 - (1) Proyecto Chivor II 230 KV 2024 Nueva Subestación Chivor II a 230 kv. Doble enlace Chivor Chivor II 230 kv, de 5 km aproximadamente. Fecha de entrada en Operación: 30/11/20132.399 km POMASQUI ECUADOR 500

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN MÁ II V ECUADOR PANAMA NARIÑO JAMONDINO CORDOBA SUCRE BOLIVAR CERROMATOSO COPEY CESAR GUAJIRA OCAÑA SAN MATEO NORTE SANTANDER CUCUTA MERILECTRICA PORCE 4 CIRA INFANTA TOLEDO PORCE 3 Ecopetrol ITUANGO COMUNEROS SAMORÉ GUADALUPE IV PALOS BARRANCA CHOCO ANTIOQUIA BANADIA SALTO PORCE II BUCARAMANGA CAÑOLIMÓN PRIMAVERA SOGAMOSO GUATIGUARÁ ARAUCA LA TASAJERA BARBOSA BELLO GUAYABAL MALENA JAGUAS TERMOCENTRO MIRAFLORES PLAYAS SANTANDER OCCIDENTE GUATAPÉ LA SIERRA SAN CARLOS NUEVA ENVIGADO PAIPA ORIENTE GRANADA ANCON SUR SOCHAGOTA CALDAS PURNIO CASANARE CHOCÓ MIEL 2 MIEL CUNDINAMARCA 1 BOYACÁ RISARALDA LA ENEA NORTE BACATÁ ESMERALDA SAN FELIPE CHIVOR 2 NOROESTE TORCA LA HERMOSA CHIVOR LA VIRGINIA BALSILLAS SALITRE GUAVIO LA MESA CIRCO CARTAGO ARMENIA GUACA TUNAL JAGUAR QUINDIO MIROLINDO PARAISO S.MATEO SAN MARCOS REFORMA NUEVA A.ANCHICAYA YUMBO TOLIMA ESPERANZA COLOMBIA VALLE JUANCHITO PANCE SALVAJINA CAUCA URABÁ TERMOCOL GUAJIRA BARRANQUILLA TEBSA FLORES SANTA MARTA ATLANTICO SILENCIO CANDELARIA TERNERA MAGDALENA SABANALARGA CARTAGENA VALLEDUPAR FUNDACIÓN BOSQUE BOLIVAR PAEZ URRÁ ALFÉREZ SAN BERNARDINO MOCOA CHINU HUILA BETANIA QUIMBO ALTAMIRA PUTUMAYO CAQUETA META CUESTECITA TASAJERO CUATRICENTENARIO COROZO VENEZUELA SUBESTACIÓN STN 500 kv SUBESTACIÓN STN 220 kv SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA SUBESTACIÓN STN 500 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA 220 kv 500 kv GUAVIARE RED STN DEFINIDA RED 500 kv PROPUESTA RED 220 kv PROPUESTA CONEXIÓN HVDC 2 POLOS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DEFINIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN 2010 - (1) Proyecto Chivor II 230 KV (2) Proyecto Chivor II Norte Bacatá 230 kv 2024 Nueva Subestación Chivor II a 230 kv. Doble enlace Chivor Chivor II 230 kv, de 5 km aproximadamente. Fecha de entrada en Operación: 30/11/20132.399 km Nueva subestación Norte 230/115 kv. Línea en doble circuito Chivor II Norte 230 kv de 88 km aproximadamente. Línea en doble circuito Norte Bacatá 230 kv de 27 km aproximadamente. Bahías de línea en Chivor II (2) y Bacatá (2) a 230 kv. Fecha de entrada en Operación: 30/11/2013. POMASQUI ECUADOR 500

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN MÁ II V ECUADOR PANAMA NARIÑO JAMONDINO CORDOBA SUCRE BOLIVAR CERROMATOSO COPEY CESAR GUAJIRA OCAÑA SAN MATEO NORTE SANTANDER CUCUTA MERILECTRICA PORCE 4 CIRA INFANTA TOLEDO PORCE 3 Ecopetrol ITUANGO COMUNEROS SAMORÉ GUADALUPE IV PALOS BARRANCA CHOCO ANTIOQUIA BANADIA SALTO PORCE II BUCARAMANGA CAÑOLIMÓN PRIMAVERA SOGAMOSO GUATIGUARÁ ARAUCA LA TASAJERA BARBOSA BELLO GUAYABAL MALENA JAGUAS TERMOCENTRO MIRAFLORES PLAYAS SANTANDER OCCIDENTE GUATAPÉ LA SIERRA SAN CARLOS NUEVA ENVIGADO PAIPA ORIENTE GRANADA ANCON SUR SOCHAGOTA CALDAS PURNIO CASANARE CHOCÓ MIEL 2 MIEL CUNDINAMARCA 1 BOYACÁ RISARALDA LA ENEA NORTE BACATÁ ESMERALDA SAN FELIPE CHIVOR 2 NOROESTE TORCA LA HERMOSA CHIVOR LA VIRGINIA BALSILLAS SALITRE GUAVIO LA MESA CIRCO CARTAGO ARMENIA GUACA TUNAL JAGUAR QUINDIO MIROLINDO PARAISO S.MATEO SAN MARCOS REFORMA NUEVA A.ANCHICAYA YUMBO TOLIMA ESPERANZA COLOMBIA VALLE JUANCHITO PANCE SALVAJINA CAUCA URABÁ TERMOCOL GUAJIRA BARRANQUILLA TEBSA FLORES SANTA MARTA ATLANTICO SILENCIO CANDELARIA TERNERA MAGDALENA SABANALARGA CARTAGENA VALLEDUPAR FUNDACIÓN BOSQUE BOLIVAR PAEZ URRÁ ALFÉREZ SAN BERNARDINO MOCOA CHINU HUILA BETANIA QUIMBO ALTAMIRA PUTUMAYO CAQUETA META CUESTECITA TASAJERO CUATRICENTENARIO COROZO VENEZUELA SUBESTACIÓN STN 500 kv SUBESTACIÓN STN 220 kv SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA SUBESTACIÓN STN 500 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA 220 kv 500 kv GUAVIARE RED STN DEFINIDA RED 500 kv PROPUESTA RED 220 kv PROPUESTA CONEXIÓN HVDC 2 POLOS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DEFINIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN 2010 - (1) Proyecto Chivor II 230 KV (2) Proyecto Chivor II Norte Bacatá 230 kv (3) Subestación Alférez 230 kv 2024 Nueva Subestación Chivor II a 230 kv. Doble enlace Chivor Chivor II 230 kv, de 5 km aproximadamente. Fecha de entrada en Operación: 30/11/20132.399 km Nueva subestación Norte 230/115 kv. Línea en doble circuito Chivor II Norte 230 kv de 88 km aproximadamente. Línea en doble circuito Norte Bacatá 230 kv de 27 km aproximadamente. Bahías de línea en Chivor II (2) y Bacatá (2) a 230 kv. Fecha de entrada en Operación: 30/11/2013. Nueva subestación Alférez 230 kv. Reconfigurar la línea Yumbo San Bernandino 230 kv en Yumbo Alférez y Alférez San Bernandino. Disponibilidad de espacio para dos bahías de línea para la conexión de El Quimbo. Fecha de entrada en Operación: 30/11/2013. POMASQUI ECUADOR 500

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN MÁ II V ECUADOR ECUADOR 500 PANAMA NARIÑO JAMONDINO CORDOBA SUCRE BOLIVAR CERROMATOSO COPEY CESAR GUAJIRA OCAÑA SAN MATEO NORTE SANTANDER CUCUTA MERILECTRICA PORCE 4 CIRA INFANTA TOLEDO PORCE 3 Ecopetrol ITUANGO COMUNEROS SAMORÉ GUADALUPE IV PALOS BARRANCA CHOCO ANTIOQUIA BANADIA SALTO PORCE II BUCARAMANGA CAÑOLIMÓN PRIMAVERA SOGAMOSO GUATIGUARÁ ARAUCA LA TASAJERA BARBOSA BELLO GUAYABAL MALENA JAGUAS TERMOCENTRO MIRAFLORES PLAYAS SANTANDER OCCIDENTE GUATAPÉ LA SIERRA SAN CARLOS NUEVA ENVIGADO PAIPA ORIENTE GRANADA ANCON SUR SOCHAGOTA CALDAS PURNIO CASANARE CHOCÓ MIEL 2 MIEL CUNDINAMARCA 1 BOYACÁ RISARALDA LA ENEA NORTE BACATÁ ESMERALDA SAN FELIPE CHIVOR 2 NOROESTE TORCA LA HERMOSA CHIVOR LA VIRGINIA BALSILLAS SALITRE GUAVIO LA MESA CIRCO CARTAGO ARMENIA GUACA TUNAL JAGUAR QUINDIO MIROLINDO PARAISO S.MATEO SAN MARCOS REFORMA NUEVA A.ANCHICAYA YUMBO TOLIMA ESPERANZA COLOMBIA VALLE JUANCHITO POMASQUI PANCE SALVAJINA CAUCA URABÁ TERMOCOL GUAJIRA BARRANQUILLA TEBSA FLORES SANTA MARTA ATLANTICO SILENCIO CANDELARIA TERNERA MAGDALENA SABANALARGA CARTAGENA VALLEDUPAR FUNDACIÓN BOSQUE BOLIVAR PAEZ URRÁ ALFÉREZ SAN BERNARDINO MOCOA CHINU HUILA BETANIA QUIMBO ALTAMIRA PUTUMAYO CAQUETA META CUESTECITA TASAJERO CUATRICENTENARIO COROZO VENEZUELA SUBESTACIÓN STN 500 kv SUBESTACIÓN STN 220 kv SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA SUBESTACIÓN STN 500 kv - EXPANSIÓN PROPUESTA 220 kv 500 kv GUAVIARE RED STN DEFINIDA RED 500 kv PROPUESTA RED 220 kv PROPUESTA CONEXIÓN HVDC 2 POLOS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DEFINIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN 2010 - (1) Proyecto Chivor II 230 KV (2) Proyecto Chivor II Norte Bacatá 230 kv (3) Subestación Alférez 230 kv (4) Conexión de Porce IV 2024 Nueva Subestación Chivor II a 230 kv. Doble enlace Chivor Chivor II 230 kv, de 5 km aproximadamente. Fecha de entrada en Operación: 30/11/20132.399 km Nueva subestación Norte 230/115 kv. Línea en doble circuito Chivor II Norte 230 kv de 88 km aproximadamente. Línea en doble circuito Norte Bacatá 230 kv de 27 km aproximadamente. Bahías de línea en Chivor II (2) y Bacatá (2) a 230 kv. Fecha de entrada en Operación: 30/11/2013. Nueva subestación Alférez 230 kv. Reconfigurar la línea Yumbo San Bernandino 230 kv en Yumbo Alférez y Alférez San Bernandino. Disponibilidad de espacio para dos bahías de línea para la conexión de El Quimbo. Fecha de entrada en Operación: 30/11/2013. Nueva subestación Porce IV a 500 kv. Reconfigurar la línea Primavera Cerromatoso 500 kv en Primavera Porce IV y Porce IV Cerromatoso Fecha de entrada en Operación: 31/09/2014.

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN PROYECTO ESTADO INICIA OPERACIÓN UPME 01-2007 Porce III 500 kv UPME 01-2008 Nueva Esperanza UPME 02-2008 El Bosque Proyectos en Construcción Avance del 86% frente a un programado del 100% (a junio 30). En junio 21 UPME emite concepto sobre prórroga de 3 meses. En junio 29 el MME expide la Resolución de prórroga. Dificultades por CAOP, las cuales fueron superadas. EPM realiza trabajos para que la primera unidad inicie operación en dic/2010 R CREG 075 de 2010 oficializa el IAE para EPM. Se firmó el contrato de Interventoría. Tiempo de ejecución: 26 meses. Proyecto de Embalse Alto Muña del Acueducto de Bogotá posibilidades de ubicación de la subestación. La UPME encontró viable reubicar el lote de la subestación. reduce Avance del 23% verificado, frente a un programado del 29% (a junio 30) La subestación va en cronograma. Se modificó el sitio de transición de línea aérea a subterránea evitando dificultades con la comunidad. Planeación Distrital emitió concepto No Favorable al trazado por la Ciénaga de la Virgen y vía perimetral en consideración al POT. Sin trazado no hay consultas previas ni EIA para el MAVDT. La Licencia Ambiental debería estar aprobada en dic/2010 para no comprometer la construcción. En este momento está comprometida la oportunidad del proyecto. Reunión ISA-UPME-Interventor para indagar sobre Plan de Acción y Mapa de Riesgos 30/sep/2010 31/ago/2012 20/may/2011

PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN Próximos Proyectos por Construir (Resultado del Plan de Expansión 2009-2023) UPME 01-2009 Reactores UPME 02-2009 Armenia UPME 03-2009 Miel II UPME 04-2009 Sogamoso UPME 05-2009 Quimbo PROYECTO Se publicaron los Documentos de Selección ESTADO El OR constituyó la garantía Se hace necesario modificar la entrada en operación, de noviembre de 2011 para noviembre de 2012. A la espera de confirmación de fecha de entrada en operación comercial para proceder a solicitar garantía al generador e iniciar proceso de Convocatoria El Inversionista de Transmisión debe estar seleccionado antes de diciembre de 2010. En trámite solicitud de la garantía al promotor. Se confirmó que la entrada en operación comercial será la misma de inicio de obligaciones de energía firme OEF (nov/2014). El Inversionista deberá estar seleccionado antes de junio de 2011.

Qué son las Convocatorias Públicas? Mecanismo licitatorio que elige como Inversionista de una obra de la red de Transmisión ( 220 kv) a quien haya ofertado el menor valor presente de las anualidades por 25 años. Las obras que se ejecutan bajo este mecanismo, se definen mediante el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión. Se debe seleccionar un Interventor. El costo de la interventoría se debe incorporar en la Oferta. La CREG establece condiciones específicas referente a las anualidades (límites de variación). El Inversionista asume la totalidad de los riesgos y costos, incluso el tramite de licenciamiento ambiental del proyecto. No intermedia contrato entre el Estado y el Inversionista. La CREG expide una Resolución de aprobación del Ingreso Anual Esperado IAE que le da el derecho al Inversionista a recibir las anualidades correspondientes durante los primeros 25 años. Después del año 25 remuneración con base en unidades constructivas definidas por la CREG. La metodología de remuneración de la actividad de Transmisión es Ingreso Máximo. La UPME está delegada para desarrollar el mecanismo de Convocatorias Públicas (selección del Inversionista e Interventor). La UPME establece las condiciones técnicas del proyecto y las condiciones de selección según la normatividad vigente. Los nuevos Transmisores resultantes de un proceso de selección, se deberán dedicar única y exclusivamente a esta actividad dentro del sector.

Reglamentación aplicable a las Convocatorias Normatividad relevante, sin sujetarse únicamente a las presentes referencias: Ley 143 de 1994, art. 85. Las decisiones de inversión en transmisión constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos en la ejecución y explotación de los proyectos. Resolución MME 181313 de 2002. Para determinar o no la existencia de potenciales inversionistas que asuman integralmente los riesgos de la ejecución y explotación de los proyectos, se debe agotar el mecanismo de las convocatorias públicas. Resolución MME 180924 de 2003. Establece y desarrolla el mecanismo de las Convocatorias Públicas para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del SIN: Invitación abierta; selección de propuestas a mínimo costo (mejor oferta); la selección no implica riesgos por parte de la Nación; el agente seleccionado se encargará de todas las gestiones de licenciamiento ambiental; el ingreso que solicite el Inversionista deberá reflejar toda la estructura de costos y de gastos en que incurra en desarrollo de su actividad; los participantes tendrán la posibilidad de manifestar observaciones a la calificación; se seleccionará un Interventor que certificará cumplimiento del cronograma, requisitos técnicos y normatividad vigente; la CREG se podrá pronunciar respecto de la determinación de un valor máximo de adjudicación. Resolución MME 180925 de 2003. Delega en la UPME el desarrollo del mecanismo de Convocatorias Públicas. Resolución CREG 022 de 2001 y sus modificaciones. Referente al Ingreso Anual Esperado, establece que deberá reflejar los costos asociados con la pre-construcción y construcción, el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de AOM. Resolución CREG 093 de 2007. Exige garantía al Transmisor que ejecutará la obra. En caso de conexión de usuarios, se solicita garantía previa al usuario (generador, OR o usuario final).